黄少中：推进新型储能高质量发展的若干思考

来源：中国能源观察 时间：2026-07-09 09:36

推进新型储能高质量发展的若干思考

黄少中 张娣玲

　　“十五五”规划纲要明确提出，要扎实推进新型储能等关键技术创新，大力发展新型储能，将新型储能定位为新型能源体系的核心支撑，正式纳入国家战略性新兴支柱产业。“十五五”时期是我国实现碳达峰目标的攻坚期，也是新型电力系统建设的关键期。作为支撑新型电力系统的重要技术和基础装备，新型储能对推动能源绿色转型、保障能源安全、促进能源高质量发展、全面落实碳达峰碳中和目标具有重要意义。在这一进程中，新型储能的角色定位正发生着根本性的变化——从电力系统的“补充角色”转变为不可或缺的“关键支柱”。然而，站在从“政策驱动”向“市场驱动”切换的历史节点上，新型储能的发展之路并非坦途。政策如何演变？规模如何合理确定？面临哪些挑战？长时储能与构网型前沿技术如何突破？本文试图就这些若干关键问题进行深入探讨，与大家交流。

　　一、政策变化：从“强制配储”到“市场驱动”的深层逻辑

　　回顾“十四五”时期，我国新型储能的爆发式增长很大程度上得益于新能源“强制配储”政策的强力推动。这一政策为储能产业的规模化发展奠定了坚实基础，但也带来了“建而不用”“利用率偏低”以及产能过剩等问题，储能产业在一定程度上陷入了“为配而配”的畸形发展轨道。

　　过去一年，一系列重磅政策文件密集出台，为新型储能规模化、高质量发展指明了方向。2025年2月，国家发展改革委、国家能源局联合发布了《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》（发改价格〔2025〕136号，以下简称“136号文”），明确取消新能源项目强制配置储能的要求，储能电站可作为独立主体参与电力市场交易。2026年1月，国家发展改革委、国家能源局联合发布《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（发改价格〔2026〕114号，以下简称“114号文”），首次在国家层面建立了电网侧独立新型储能的容量电价机制，进一步激发了新型储能市场需求的释放。

　　以136号文和114号文的出台为标志，政策逻辑从“要我建”转向“我要建”，从“政策驱动”全面迈向“市场价值驱动”。具体体现在三个方面：一是“强制配储”退出，储能不再是新能源并网的前置条件，必须凭借真实市场价值参与竞争；二是“容量电价”落地，为独立储能提供了稳定的“压舱石”收益，形成了“电能量+辅助服务+容量电价”的三元收益结构；三是市场地位确认，政策首次明确新型储能作为“系统核心调节资源”的法定地位，赋予其与煤电等传统电源“同工同酬”的权利。

　　这一系列政策变化，标志着储能行业正经历一场深刻的蝶变：储能不再是新能源的“成本包袱”，而是提升绿电价值、增强市场竞争力的核心资产；不再是电网的“被动接受者”，而是通过现货市场价格信号引导自主优化充放电策略的独立市场主体。政策的“有形之手”正逐步让位于市场的“无形之手”，将优胜劣汰的权力交还给市场。

　　二、发展潜力：超3.7亿千瓦的装机规模与市场空间

　　“十四五”时期，我国储能发展速度与规模远超预期。截至2025年底，我国已建成投运的新型储能装机规模已经达到了1.36亿千瓦，较2024年底增长84%，与“十三五”末相比增长超过40倍，实现了跨越式的发展，装机规模稳居世界第一。在全新定位和政策驱动下，“十五五”时期新型储能的发展空间依然广阔。根据中关村储能产业技术联盟（CNESA）发布的《储能产业研究白皮书2026》显示，到2030年我国新型储能累计装机将超过3.7亿千瓦，较“十四五”末增长1.5倍以上。

　　需要强调的是，这一规模的增长并非“大水漫灌”。新型储能是新型电力系统不可或缺的重要组成部分，其战略价值与功能价值贯穿源、网、荷各环节，是保障电力系统安全稳定运行、提升新能源消纳水平的关键支撑。在电源侧，新型储能扮演“调节器”角色，平衡新能源的波动性与间歇性，该侧将以4小时以上的长时储能为主。在电网侧，新型储能作为“平衡器”，平抑电压频率波动，提高系统韧性，独立储能将发挥骨干作用，时长介于2至6小时。在负荷侧，新型储能是“助推器”，帮助用户平抑用能成本，聚合分散资源参与电力市场交易。

　　展望未来，新型储能的发展前景广阔。从政策环境看，2025年9月24日，习近平主席在联合国气候变化峰会上宣布我国新一轮自主贡献目标，明确2035年全国风电、太阳能发电总装机容量要达到2020年的6倍以上、力争达到36亿千瓦以上。要实现2035年自主贡献目标，未来10年每年还需新增约2亿千瓦左右风光装机。而新能源装机的持续高速增长，将为新型储能创造巨大的刚性配套需求。从收益机制看，容量电价、电能量市场、辅助服务市场构成完整收益体系，为企业提供了稳定的预期。新型储能被确立为调节性资源，可与煤电等同台竞技。总体来看，机遇显著大于挑战。

　　三、存在的主要问题：繁荣背后的隐忧

　　尽管我国新型储能发展取得了历史性成就，奠定了全球领先的产业基础与制度优势，但在从政策驱动向市场化自主造血、从规模扩张向质量效益提升转型的关键阶段，长期积累的体制机制障碍、结构性矛盾、监管体系缺位、区域协同不足等深层次问题依然存在，也是制约新型储能高质量发展的核心堵点。从市场机制、技术结构、行业生态、监管治理和区域协同五个维度审视，主要表现在以下五个方面。

　　一是市场机制尚不完善，价值回报与成本投入不匹配。储能项目盈利渠道单一，主要依赖峰谷电价差套利，调峰、调频、备用容量等多元价值在电能量和辅助服务市场中未获充分价格回报。容量电价机制处于初期，补偿标准不够清晰，时长折算系数未能体现长时储能的长周期价值，项目收益依赖政策波动，稳定回报机制尚待形成。

　　二是技术路线较为单一，长时储能发展仍需加强。锂电池储能占比超过95%，技术路径集中，上游锂资源对外依存度高。长时储能占比不足1%，难以满足高比例新能源接入后电网的长周期平衡需求。全固态电池等前沿技术尚处研发阶段，技术储备亟待加强。

　　三是市场竞争激烈，企业经营压力凸显。近年来系统设备价格降幅较大，但部分企业为抢占市场份额，采取低价投标策略，导致“增量不增收”的现象增多。成本空间的持续压缩，对产品质量和长期循环寿命的保障产生一定影响。“增收不增利”的困境也依然存在，进一步削弱了企业的研发投入能力，不利于技术突破及长远发展。

　　四是安全监管体系有待完善，全生命周期闭环管理尚需健全。当前储能行业在安全监管领域仍存在提升空间，事前审批较受重视，事中事后监管和运行评估有待加强。已投运电站缺乏强制性后评估和定期检测，部分电站运行质量有待改善。安全标准与工程场景存有差距，退役电池回收网络尚不健全，部分废旧电池未进入正规渠道，带来环保安全隐患。

　　五是区域协同机制尚不完善，全国统一市场建设面临挑战。各省市在储能配置比例、调用优先级、并网验收标准等方面规则不一，制约储能资源跨区域优化配置。西北地区亟需长时储能但经济性承压，南方地区经济性较好但土地紧张，资源与需求空间存在错配。大型储能基地因跨省跨区调度补偿规则不清晰，难以充分参与负荷中心电力调节，规模效应有待发挥。

　　四、重点突破：长时储能与构网型储能的深度剖析

　　在国务院新闻办公室（6月26日）举行“开局起步‘十五五’”系列主题新闻发布会上，国家能源局相关负责人强调重点聚焦攻关突破关键新技术。要加快构网型技术、长时储能技术、100%新能源大基地输电技术等创新应用，实施“人工智能+电网”工程，给电网装上智慧的“大脑”。在研究新型储能的发展中，技术路线迭代提速，长时储能与构网型储能有着独特的作用。综合研判，长时储能可解决新能源发电与负荷需求之间的“时间错配”问题，构网型储能可解决高比例新能源接入后电力系统的“稳定支撑”问题，二者互为补充，共同构成新型储能迈向主力能源地位的技术基石。

　　（一）长时储能：从“短时调节”走向“长时平衡”

　　长时储能（LDES）一般指额定功率下持续放电不低于4小时的储能技术，能够支撑跨日、跨周乃至跨季节的电力平衡，可细分为中长时（4—10小时）、长时（10小时—1周）和超长时（>1周）。随着新能源装机占比持续攀升，净负荷曲线将由“鸭子曲线”演变为更陡峭的“峡谷曲线”，极端天气对长时平衡能力提出刚性需求。长时储能被视为新型电力系统的“压舱石”，其战略价值已上升至保障能源安全的高度。

　　当前长时储能技术主要包括机械储能、电化学储能、热储能和氢储能四大类。机械储能中，抽水蓄能最为成熟但受地理约束；压缩空气储能（CAES）可实现百兆瓦级、效率65%—70%，同样依赖盐穴或人工硐室；重力储能尚处工程验证阶段。电化学储能中，全钒液流电池因功率与容量解耦、本质安全、循环寿命超15000次，适合8—12小时场景，但初装成本偏高，关键离子交换膜依赖进口；锂离子电池时长超4小时后成本线性上升，且存在热失控风险与资源约束；钠离子电池处于中试阶段。热储能中，熔盐储热主要用于光热电站。氢储能可实现跨季节储能，但“电—氢—电”往返效率仅30%—40%，尚难规模化。

　　长时储能面临的核心挑战包括：经济性瓶颈（4小时以上度电成本显著升高，10小时以上年利用不足10次）、技术成熟度不足（核心材料与装备依赖进口）、市场机制缺位（容量电价折算系数未充分体现长周期价值）、资源与供应链风险（锂、钴、镍对外依存度高）。

　　针对上述挑战，国家已多维布局。2025年8月《新型储能规模化建设方案（2025—2027）》提出2027年装机达1.8亿千瓦以上，重点支持长时储能；2026年5月《促进长时储能技术发展的指导意见》首次明确“4小时以上”为长时储能；114号文建立了按放电时长折算的容量补偿机制。展望“十五五”，长时储能将从示范验证迈向商业化推广，西北、华北等新能源高占比地区将成为主要应用市场。

　　（二）构网型储能：从“被动跟网”到“主动建网”

　　传统储能变流器普遍采用“跟网型”（Grid-Following）控制，依赖外部电网信号，在弱电网或极端工况下易失稳。而构网型储能（Grid-Forming）以电压源模式运行，采用虚拟同步机（VSG）控制策略，能够自主建立并维持电网的电压、频率与相位，具备孤岛运行和黑启动能力。跟网型是“被动跟随”，构网型是“主动建网”。在新能源高占比电力系统中，传统同步发电机逐步退出，系统惯量下降成为重大安全风险。构网型储能以毫秒级响应提供“虚拟惯量”，不仅是能量的吞吐者，更是电网稳定的主动构建者。

　　构网型储能的价值体现在：提供虚拟惯量、主动稳压调频、弱网/离网适配、提升消纳能力。当前面临的发展瓶颈包括：成本偏高（较跟网型高10%—20%）、技术难度大（多机协同、故障穿越、宽频振荡抑制等）、标准与测试体系滞后、商业模式薄弱、规模化不足（国内渗透率仅约1.5%）。

　　国家已将构网型储能列为关键技术，自2026年起新建储能项目将根据电网需求逐步要求具备构网能力。并网标准正在修订，部分地区试点“惯量响应”专项服务费，容量电价与辅助服务补偿向构网型储能倾斜。展望“十五五”，构网型储能将从示范走向小批量推广。尤其值得关注的是，构网型控制技术与长时储能本体的融合——如构网型全钒液流电池或构网型压缩空气储能——将产生“1+1>2”的效果，这将是“十五五”后期技术创新的重点方向。

　　五、政策建议与未来展望

　　为推动新型储能产业迈向高质量发展的新阶段，必须采取更加精准、务实的政策措施。

　　一是强化规划统筹，引导理性投资。科学编制“十五五”新型储能发展规划，建立“全国—区域—省级”三级规划衔接机制，精准预测总量和结构，建立产能利用率监测与预警机制，引导社会资本理性投资，避免无序竞争与产能过剩。

　　二是深化价格机制改革，筑牢收益基石。落实并细化容量电价机制，对长时储能、构网型储能等提供差异化、高水平的容量补偿。加快完善电力现货和辅助服务市场，实现“电能量+辅助服务+容量”的多重收益。探索建立储能绿色价值认证与交易机制。

　　三是强化科技创新，突破关键技术瓶颈。将技术攻关置于更为突出的位置，集中力量突破制约产业升级的关键核心技术。加快压缩空气储能、液流电池的大规模示范验证，推动核心材料（如离子交换膜、高压压缩机）和关键装备的国产化替代。鼓励人工智能与储能技术的深度融合，利用AI优化储能系统运行策略、设备运维与电力市场交易决策，提升储能资产的整体运营效益。

　　四是完善标准体系，守住安全底线。 加快制修订储能电站全生命周期安全标准，针对锂离子电池热失控防控、液流电池系统集成、压缩空气储能选址等细分领域出台专项标准。建立分级分类准入和验收制度，将运营指标与政策补偿挂钩。

　　五是拓展应用场景，释放市场潜力。推广“新能源基地+高载能产业”绿电直连模式，支持虚拟电厂和车网互动（V2G）发展，在工业园区、商业综合体、数据中心等场景推广“光伏+储能+充电”一体化模式，探索储能参与碳交易、绿色电力证书交易等新兴市场。

　　展望“十五五”，新型储能的发展之路正越走越宽，但也充满挑战。这是一场从“配角”到“主角”的身份蜕变，也是一次从“政策襁褓”到“市场搏击”的能力大考。唯有通过持续的政策创新、技术突破和商业模式探索，让市场的“无形之手”与政府的“有形之手”形成合力，长时储能与构网型技术等“尖兵”方能脱颖而出，新型储能才能真正成为支撑新型能源体系、保障能源安全、实现“双碳”目标的坚强基石。

　　（作者简介：黄少中系中国能源研究会首席专家、双碳产业合作分会主任；张娣玲系北京丝路新时代能源咨询有限公司研究员。）

责任编辑：许艳